RU2281386C2 - Method for injection well perforation during multizone reservoir development (variants) - Google Patents
Method for injection well perforation during multizone reservoir development (variants) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2281386C2 RU2281386C2 RU2004131385/03A RU2004131385A RU2281386C2 RU 2281386 C2 RU2281386 C2 RU 2281386C2 RU 2004131385/03 A RU2004131385/03 A RU 2004131385/03A RU 2004131385 A RU2004131385 A RU 2004131385A RU 2281386 C2 RU2281386 C2 RU 2281386C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- injection
- interval
- perforation
- wells
- fluid
- Prior art date
Links
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
- Injection Moulding Of Plastics Or The Like (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для повышения эффективности работы нагнетательных скважин, главным образом, при разработке многопластовых залежей.The invention relates to the oil and gas industry and can be used to increase the efficiency of injection wells, mainly in the development of multi-layer deposits.
Известен способ перфорации нагнетательных скважин при разработке многопластовых залежей, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, обсадку их трубами, перфорацию скважин в интервале залегания продуктивных пластов. При этом установлено, что совместная разработка нефтяных пластов в многопластовой залежи приводит к существенному снижению эффективности процесса закачки вытесняющей жидкости и ухудшению условий работы менее продуктивных пластов в разрезе (Афанасьева А.В., Горбунов А.Т., Шустеф И.Н. Заводнение нефтяных месторождений при высоких давлениях нагнетания. М., Недра, 1975, с.215, а также Дияшев Р.Н., Костерин А.В., Скворцов Э.В. Фильтрация жидкости в деформируемых нефтяных пластах. Изд-во Казанского математического общества, 1999, с.238). Основной причиной негативного взаимовлияния пластов принято считать возникновение сжимающих напряжений в окружающей породе, обусловленное ростом порового давления в воронке репрессии вокруг нагнетательной скважины, что приводит к ухудшению фильтрационных характеристик близкорасположенных нефтяных пластов в зоне влияния репрессионной воронки. Такой подход позволяет при решении задачи упругого равновесия горной породы использовать один из методов интегральных преобразований, приводящий к достаточно простым аналитическим выражениям для напряжений и, в частности, для сжимающих напряжений, передаваемых через кровлю и подошву пласта окружающим горным породам и ухудшающих их фильтрационные свойства, что объясняется уплотнением пористой среды.A known method of perforation of injection wells in the development of multilayer deposits, including drilling production and injection wells, casing them with pipes, perforation of wells in the interval of occurrence of productive formations. It was found that the joint development of oil reservoirs in a multilayer reservoir leads to a significant decrease in the efficiency of the displacing fluid injection process and worsen the working conditions of less productive reservoirs in the section (Afanasyeva A.V., Gorbunov A.T., Shustef I.N. deposits at high injection pressures. M., Nedra, 1975, p. 215, as well as Diyashev R.N., Kosterin A.V., Skvortsov E.V. Liquid filtration in deformable oil reservoirs. Kazan Mathematical Society Publishing House, 1999, p. 238). The main reason for the negative interaction of the reservoirs is considered to be the occurrence of compressive stresses in the surrounding rock, due to the increase in pore pressure in the repression funnel around the injection well, which leads to a deterioration in the filtration characteristics of nearby oil reservoirs in the zone of influence of the repression funnel. This approach allows us to use one of the methods of integral transformations when solving the problem of elastic rock equilibrium, leading to fairly simple analytical expressions for stresses and, in particular, for compressive stresses transmitted to the surrounding rocks through the roof and bottom of the formation and impairing their filtration properties, which due to the compaction of the porous medium.
Однако описанный метод не может применяться для анализа напряженно-деформированного состояния горной породы в окрестности нагнетательных и добывающих скважин.However, the described method cannot be used to analyze the stress-strain state of the rock in the vicinity of injection and production wells.
Известен также способ закачки вытесняющей жидкости в продуктивный пласт через нагнетательные скважины с обсадными трубами, перфорированными в интервале залегания продуктивного пласта (Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти, М., Недра, 1985, с.455). Однако данный способ не позволяет достичь необходимого уровня приемистости каждого из пластов.There is also known a method of injecting displacing fluid into the reservoir through injection wells with casing perforated in the interval of occurrence of the reservoir (Reference guide for designing the development and operation of oil fields. Oil production, M., Nedra, 1985, p. 455). However, this method does not allow to achieve the required level of injectivity of each of the layers.
Наиболее близким к предлагаемому является способ, применяемый при совместной разработке продуктивных пластов, объединяемых в один эксплуатационный объект, и заключающийся в одновременной закачке вытесняющей жидкости в несколько пластов через одну нагнетательную скважину (Дияшев Р.Н. Совместная разработка нефтяных пластов. М., Недра, 1984, с.208). Недостатком этого способа является снижение приемистости каждого из пластов в сравнении со случаем их раздельной эксплуатации.Closest to the proposed one is the method used in the joint development of productive formations combined into one production facility, which consists in simultaneously injecting the displacing fluid into several formations through one injection well (Diyashev R.N. Joint development of oil formations. M., Nedra, 1984, p. 208). The disadvantage of this method is the reduced injectivity of each of the layers in comparison with the case of their separate operation.
Технической задачей, решаемой данным изобретением, является повышение эффективности процесса закачки вытесняющей жидкости в продуктивные пласты многопластовых залежей при их совместной разработке.The technical problem solved by this invention is to increase the efficiency of the process of pumping the displacing fluid into the productive formations of multilayer deposits during their joint development.
Технический результат, который может быть получен при осуществлении способа, - повышение приемистости нагнетательных скважин при совместной разработке пластов.The technical result that can be obtained by implementing the method is to increase the injectivity of injection wells during the joint development of formations.
Решение поставленной задачи по первому варианту способа перфорации нагнетательных скважин при разработке многопластовых залежей включает бурение добывающих и нагнетательных скважин, обсадку их трубами, перфорацию скважин в интервале залегания продуктивных пластов. При этом продольные размеры перфорационных отверстий d нагнетательных скважин выбирают исходя из условия:The solution of the problem according to the first embodiment of the method of perforation of injection wells in the development of multilayer deposits includes drilling production and injection wells, casing them with pipes, perforating wells in the interval of occurrence of productive formations. In this case, the longitudinal dimensions of the perforation holes d of injection wells are selected based on the condition:
d≥β·ΔР·х,d≥β · ΔP · x,
где ΔР - величина давления закачки жидкости (Па), β - коэффициент сжатия пористой среды (коллектора) (Па-1), х - расстояние от перфорационного отверстия до срединной плоскости суммарного интервала, в который производится закачка жидкости, причем под суммарным интервалом понимается совокупный интервал, составленный только из пластов, в которые производится закачка жидкости, за вычетом толщины разделяющих их пород. При этом продольные размеры перфорационных отверстий d в интервале закачки могут определять как ступенчатую функцию, причем величина d на каждой ступени остается постоянной и удовлетворяющей условию: d≥β·ΔР·хср,where ΔР is the value of the fluid injection pressure (Pa), β is the compression coefficient of the porous medium (collector) (Pa -1 ), x is the distance from the perforation hole to the median plane of the total interval into which the fluid is injected, and the total interval is understood to mean the interval composed only of the layers into which the fluid is injected, minus the thickness of the rocks separating them. In this case, the longitudinal dimensions of the perforation holes d in the injection interval can be determined as a step function, and the value of d at each stage remains constant and satisfies the condition: d≥β · ΔP · x cf ,
где хср - расстояние от срединной плоскости интервала, соответствующего данной ступени, до срединной плоскости суммарного интервала закачки.where x cf is the distance from the median plane of the interval corresponding to this stage to the median plane of the total injection interval.
Решение поставленной задачи по второму варианту способа перфорации нагнетательных скважин при разработке многопластовых залежей включает бурение добывающих и нагнетательных скважин, обсадку их трубами, перфорацию скважин в интервале залегания продуктивных пластов, закачку жидкости в нагнетательные скважины, дополнительную перфорацию пластов с низкой приемистостью. При этом продольные размеры перфорационных отверстий d нагнетательных скважин при дополнительной перфорации выбирают исходя из условия:The solution of the problem according to the second variant of the method of perforation of injection wells during the development of multilayer deposits includes drilling production and injection wells, casing them with pipes, perforating wells in the interval of occurrence of productive formations, pumping fluid into injection wells, additional perforation of formations with low injectivity. In this case, the longitudinal dimensions of the perforation holes d of injection wells with additional perforation are selected based on the condition:
d≥β·ΔР·х,d≥β · ΔP · x,
где ΔР - величина давления закачки жидкости (Па), β - коэффициент сжатия пористой среды (коллектора) (Па-1), х - расстояние от перфорационного отверстия до срединной плоскости суммарного интервала, в который производится закачка жидкости, причем под суммарным интервалом понимается совокупный интервал, составленный только из пластов, в которые производится закачка жидкости, за вычетом толщины разделяющих их пород. Продольные размеры перфорационных отверстий d в интервале закачки можно определять как ступенчатую функцию, причем величина d на каждой ступени остается постоянной и удовлетворяющей условию:where ΔР is the value of the fluid injection pressure (Pa), β is the compression coefficient of the porous medium (collector) (Pa -1 ), x is the distance from the perforation hole to the median plane of the total interval into which the fluid is injected, and the total interval is understood to mean the interval composed only of the layers into which the fluid is injected, minus the thickness of the rocks separating them. The longitudinal dimensions of the perforation holes d in the injection interval can be defined as a step function, and the value d at each stage remains constant and satisfies the condition:
d≥β·ΔР·хср,d≥β · ΔP · x cf ,
где хср - расстояние от срединной плоскости интервала, соответствующего данной ступени, до срединной плоскости суммарного интервала закачки.where x cf is the distance from the median plane of the interval corresponding to this stage to the median plane of the total injection interval.
Таким образом, для решения поставленной задачи в способе используются результаты численного и теоретического анализа механизма негативного воздействия одновременной закачки жидкости в продуктивные пласты многопластовых залежей на приемистость этих пластов.Thus, to solve this problem, the method uses the results of numerical and theoretical analysis of the mechanism of the negative impact of the simultaneous injection of fluid into the productive formations of multilayer deposits on the injectivity of these formations.
Теоретический и численный анализ задачи показывает, что при общепринятом подходе не учитывается действие горизонтальных сил, развивающихся в продуктивном пласте при росте порового давления в воронке репрессии и приводящих к появлению растягивающих радиальных и угловых напряжений вблизи ствола скважины в окружающих породах, в том числе и в соседних нефтяных пластах. Анализ показывает, что интегрально величина этих радиальных сил в продуктивном пласте сопоставима и даже превышает интегральные вертикальные нагрузки, передаваемые в окружающие породы в зоне влияния воронки репрессии, что и обусловливает необходимость их учета при анализе особенностей распределения напряжений во вмещающей породе.Theoretical and numerical analysis of the problem shows that the conventional approach does not take into account the effect of horizontal forces developing in the reservoir with increasing pore pressure in the repression funnel and leading to the appearance of tensile radial and angular stresses near the wellbore in the surrounding rocks, including neighboring oil reservoirs. The analysis shows that the integral value of these radial forces in the reservoir is comparable and even exceeds the integral vertical loads transferred to the surrounding rocks in the zone of influence of the repression funnel, which makes it necessary to take them into account when analyzing the features of the stress distribution in the host rock.
Численные расчеты задачи, проведенные без указанных выше упрощающих предположений, показывают, что вертикальные нагрузки, передаваемые в соседние продуктивные пласты при закачке жидкости в один из пластов, малы по величине, и, кроме того, в горизонтальной плоскости развиваются, хотя и незначительные по величине, но растягивающие напряжения, что должно даже повышать эффективность закачки жидкости в соседние пласты. Таким образом, объяснение негативного воздействия процесса закачки жидкости в пласт на приемистость соседних пластов, основанное на появлении дополнительных сжимающих напряжений, обусловливающих ухудшение фильтрационных свойств породы, неправомерно.Numerical calculations of the problem, carried out without the above simplifying assumptions, show that the vertical loads transferred to neighboring productive formations when liquid is injected into one of the formations are small in magnitude, and, in addition, they develop in the horizontal plane, although insignificant in magnitude, but tensile stresses, which should even increase the efficiency of fluid injection into neighboring layers. Thus, the explanation of the negative impact of the fluid injection process on the injectivity of neighboring formations, based on the appearance of additional compressive stresses, causing a decrease in the filtration properties of the rock, is unlawful.
Анализ результатов проведенных расчетов показал, что реальным фактором, влияющим на приемистость соседних пластов, может быть смещение горной породы вдоль обсадных труб. Действительно, при давлениях закачки жидкости, измеряемых величинами, находящимися в интервале 10-20 МПа, сдвиговые напряжения на поверхности обсадных труб будут достигать примерно таких же величин (10-20 МПа), что реально превосходит величину прочности на сдвиг цементного камня. Таким образом, при закачке жидкости в нагнетательную скважину при указанных выше давлениях нагнетания, сцепление цементного камня с обсадной трубой нарушается, что и обусловливает возможность смещения породы вдоль обсадных труб. Разрушение цементного камня при перфорации еще более увеличивает концентрацию сдвиговых напряжений, то есть действие разрушающих напряжений усиливается. При низких прочностных свойствах породы потеря сдвиговой прочности может происходить и в горной породе на некотором удалении от поверхности труб.An analysis of the results of the calculations showed that the real factor affecting the injectivity of neighboring formations may be the displacement of the rock along the casing. Indeed, at fluid injection pressures, measured in the range of 10–20 MPa, shear stresses on the surface of the casing will reach approximately the same values (10–20 MPa), which actually exceeds the shear strength of cement stone. Thus, when the fluid is injected into the injection well at the aforementioned injection pressures, the adhesion of the cement stone to the casing is broken, which makes it possible to displace the rock along the casing. The destruction of cement stone during perforation further increases the concentration of shear stresses, that is, the effect of destructive stresses is enhanced. With low strength properties of the rock, the loss of shear strength can occur in the rock at some distance from the surface of the pipes.
В результате смещения породы вдоль поверхности обсадных труб происходит перекрытие, полное или частичное, перфорационных отверстий или каналов, что и является возможной причиной повышения гидравлических потерь при закачке жидкости, то есть, снижения приемистости соседних пластов. Отсюда следует, что возможным способом, снижающим негативное взаимовлияние пластов, будет являться увеличение продольных размеров перфорационных отверстий, обеспечивающее приемлемые величины рабочей площади поперечных сечений перфорационных каналов даже при смещении породы. Технически увеличение продольных размеров перфорационных отверстий и каналов может быть осуществлено использованием более крупных зарядов, применением щелевой перфорации, сдваиванием (максимальным сближением) зарядов при использовании обычных перфораторов, а также разработкой и применением перфораторов, обеспечивающих не круглую, а вытянутую в вертикальном направлении форму перфорационных каналов. В случае круглой формы перфорационных отверстий, когда их продольный размер совпадает с поперечным, под продольным размером здесь и далее понимается диаметр отверстия.As a result of the displacement of the rock along the surface of the casing, overlapping, full or partial, of the perforations or channels occurs, which is a possible reason for the increase in hydraulic losses during fluid injection, that is, a decrease in the injectivity of adjacent formations. It follows that a possible way to reduce the negative mutual influence of the layers will be to increase the longitudinal dimensions of the perforation holes, providing acceptable values of the working area of the cross sections of the perforation channels even when the rock is displaced. Technically, the increase in the longitudinal dimensions of the perforation holes and channels can be carried out using larger charges, using slotted perforation, doubling (maximum approximation) of charges using conventional perforators, as well as the development and use of perforators that provide not round, but vertically elongated perforations . In the case of a round shape of the perforation holes, when their longitudinal size coincides with the transverse, hereinafter, the longitudinal size is understood as the diameter of the hole.
Анализ численных и теоретических результатов показывает, что величина смещения породы практически линейно возрастает по мере удаления от срединной плоскости суммарного интервала закачки жидкости. Под суммарным интервалом здесь понимается совокупный интервал, составленный только из пластов, в которые производится закачка жидкости, за вычетом толщины разделяющих их пород. Максимальная величина смещения породы достигается на внешних границах суммарного интервала закачки и с достаточной для практических расчетов точностью определяется выражением:An analysis of the numerical and theoretical results shows that the rock displacement increases almost linearly with distance from the median plane of the total fluid injection interval. The total interval here refers to the cumulative interval, composed only of the reservoirs into which the fluid is injected, minus the thickness of the rocks separating them. The maximum displacement of the rock is achieved at the external boundaries of the total injection interval and with sufficient accuracy for practical calculations is determined by the expression:
Δmax=0.5·β·h·ΔP,Δ max = 0.5 · β · h · ΔP,
где Δmax - величина максимального смещения породы (м), ΔР - величина давления закачки жидкости (Па), h - суммарная толщина интервалов, в которые производится закачка (м), β - коэффициент сжатия пористой среды (коллектора) (Па-1).where Δ max is the maximum displacement of the rock (m), ΔP is the pressure of the fluid injection (Pa), h is the total thickness of the intervals in which the injection is performed (m), β is the compression coefficient of the porous medium (reservoir) (Pa -1 ) .
Характерные реальные значения приведенных параметров таковы: ΔР~10-20 МПа (100-200 атм), h>~10 м, β~[1/(3000 МПа)-1/(10000 МПа)], откуда следует, что величина смещения Δmax будет находиться в интервале значений от ~0.5 см до нескольких первых сантиметров. Эти значения сопоставимы и даже превышают стандартные размеры перфорационных каналов, что и обосновывает справедливость сделанного выше заключения о возможности перекрытия перфорационных отверстий и каналов при смещении породы вдоль поверхности обсадных труб при закачке жидкости в нагнетательные скважины.The characteristic real values of these parameters are as follows: ΔР ~ 10-20 MPa (100-200 atm), h> ~ 10 m, β ~ [1 / (3000 MPa) -1 / (10000 MPa)], which implies that the displacement Δ max will be in the range of values from ~ 0.5 cm to the first few centimeters. These values are comparable and even exceed the standard dimensions of the perforation channels, which justifies the validity of the above conclusion about the possibility of overlapping perforations and channels when the rock is displaced along the surface of the casing when fluid is injected into injection wells.
Этот вывод справедлив и для добывающих скважин, но величина смещения породы в этом случае будет существенно ниже, поскольку перепады порового давления в воронках депрессии в несколько раз ниже соответствующих перепадов в воронках репрессии нагнетательных скважин. Таким образом, негативные эффекты, обусловленные действием рассматриваемого фактора, в добывающих скважинах будут проявляться менее значимо. То же самое можно утверждать и для случая разработки однопластовых залежей, поскольку величина h, входящая в вышеприведенную формулу, в этом случае будет относительно мала. Вместе с тем, при больших мощностях однопластовых залежей или при повышенных депрессиях в добывающих скважинах сделанные выше выводы будут справедливы и, соответственно, описанный ниже способ также будет эффективен.This conclusion is also valid for producing wells, but the rock displacement in this case will be significantly lower, since the differential pressure in the funnel of the depression is several times lower than the corresponding differential in the funnel of the repression of injection wells. Thus, the negative effects due to the action of the considered factor in production wells will be less significant. The same can be said for the case of the development of single-layer deposits, since the value of h included in the above formula in this case will be relatively small. However, with large capacities of single-layer deposits or with increased depressions in production wells, the conclusions drawn above will be valid and, accordingly, the method described below will also be effective.
Таким образом, способом, снижающим негативные эффекты взаимовлияния пластов при совместной закачке в них жидкости через нагнетательную скважину, будет способ, согласно которому перфорацию продуктивных интервалов производят с учетом возможного смещения породы вдоль обсадных труб при закачке жидкости. В соответствии с предлагаемым способом продольные размеры d перфорационных отверстий должны определяться с учетом расстояния х от данного отверстия до срединной плоскости суммарного интервала и эти размеры должны быть не меньше соответствующего смещения породы Δ, которое практически линейно возрастает при приближении к внешним границам суммарного интервала закачки жидкости до значения, определяемого вышеприведенной формулой:Thus, a method that reduces the perforation of productive intervals taking into account the possible displacement of the rock along the casing when the fluid is injected will be a method that reduces the negative effects of mutual influence of the layers when the fluid is injected together through the injection well. In accordance with the proposed method, the longitudinal dimensions d of the perforation holes should be determined taking into account the distance x from this hole to the median plane of the total interval and these dimensions should be no less than the corresponding rock displacement Δ, which increases almost linearly when approaching the external boundaries of the total liquid injection interval to values defined by the above formula:
т.е. d≥Δ=Δmax·x/(h/2)=β·ΔР·х.those. d≥Δ = Δ max · x / (h / 2) = β · ΔP · x.
Практически линейная функция может быть приближена ступенчатой (поинтервальной) функцией, на каждом интервале которой продольные размеры перфорационных отверстий будут постоянны и величина их в этом случае должна превышать величину смещения породы, соответствующего срединной плоскости данного интервала хср:A practically linear function can be approximated by a step (interval) function, at each interval of which the longitudinal dimensions of the perforation holes will be constant and their value in this case should exceed the amount of displacement of the rock corresponding to the median plane of this interval x cf :
d≥Δmax·xcp/(h/2)=β·Р·хср. d≥Δ max · x cp / (h / 2) = β · P · x cf.
Также предлагается вариант описываемого способа для случая дополнительной перфорации уже эксплуатируемых скважин с недостаточной или нулевой приемистостью некоторых пластов. В этом случае производится дополнительная перфорация только этих пластов при обеспечении величины продольных размеров перфорационных отверстий, удовлетворяющих приведенным соотношениям.A variant of the described method is also proposed for the case of additional perforation of existing wells with insufficient or zero injectivity of some formations. In this case, additional perforation of only these layers is performed while ensuring the size of the longitudinal dimensions of the perforation holes that satisfy the above ratios.
Реализация предлагаемых способов отличается от стандартных технологий перфорации только выбором размеров перфорационных отверстий с учетом указанных условий на их вертикальные размеры.The implementation of the proposed methods differs from standard perforation technologies only in the choice of sizes of perforations, taking into account the indicated conditions for their vertical dimensions.
Так, например, если продуктивная толща представлена тремя интервалами толщиной 4, 6 и 8 м, то срединной линией суммарного интервала закачки будет линия, соответствующая уровню 9 м суммарного интервала. При давлении закачки жидкости ΔР=15 МПа и значении коэффициента сжимаемости β=1/5000 МПа-1, их произведение составит величину, равную 0.003, то есть, по мере удаления на расстояние х от срединной линии продольный размер перфорационных отверстий должен увеличиваться до размеров d, не меньших величины 0.003·х. Для отверстий, примыкающих к кровле и подошве крайних пластов, то есть, когда величина х равна 9 м, продольный размер отверстий не должен быть меньше величины 0.003·9=0.027 м или 2.7 см.So, for example, if the productive stratum is represented by three intervals with a thickness of 4, 6 and 8 m, then the middle line of the total injection interval will be the line corresponding to the level of 9 m of the total interval. At a fluid injection pressure of ΔP = 15 MPa and a compressibility factor β = 1/5000 MPa -1 , their product will be equal to 0.003, i.e., as the distance x increases from the midline, the longitudinal size of the perforation holes should increase to dimensions d not less than 0.003 · x. For holes adjacent to the roof and the bottom of the extreme layers, that is, when the value of x is 9 m, the longitudinal size of the holes should not be less than 0.003 · 9 = 0.027 m or 2.7 cm.
При осреднении величины отверстий по каждому пласту, когда срединным линиям в каждом интервале будут соответствовать значения хср, последовательно равные 7, 2 и 5 м, продольные размеры перфорационных отверстий в этих пластах должны быть не меньшими, соответственно, величин 0.003·7 м, 0.003·2 м и 0.003·5 м, то есть, 2,1, 0,6 и 1,5 см.When averaging the size of the holes for each layer, when the midlines in each interval correspond to the values of x cp , successively equal to 7, 2 and 5 m, the longitudinal dimensions of the perforation holes in these layers should be no less, respectively, of the values of 0.003 · 7 m, 0.003 2 m and 0.003 × 5 m, i.e., 2.1, 0.6 and 1.5 cm.
Параметры, необходимые для расчетов по предлагаемым формулам, берутся из геофизической и технологической информации по разрабатываемому месторождению.The parameters necessary for calculations according to the proposed formulas are taken from geophysical and technological information on the developed field.
Технически заданные продольные размеры отверстий достигаются либо с помощью стандартных перфораторов, если максимально возможные диаметры отверстий удовлетворяют этим условиям, либо методом сдваивания (максимального сближения) зарядов, либо применением щелевой перфорации. Возможна разработка специальных перфораторов, обеспечивающих создание отверстий не круглой, а удлиненной формы.Technically specified longitudinal dimensions of the holes are achieved either using standard perforators, if the maximum possible hole diameters satisfy these conditions, either by the method of doubling (maximum approximation) of charges, or by using slotted perforation. It is possible to develop special perforators, providing the creation of holes not round, but elongated.
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004131385/03A RU2281386C2 (en) | 2004-10-28 | 2004-10-28 | Method for injection well perforation during multizone reservoir development (variants) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004131385/03A RU2281386C2 (en) | 2004-10-28 | 2004-10-28 | Method for injection well perforation during multizone reservoir development (variants) |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2004131385A RU2004131385A (en) | 2006-04-10 |
| RU2281386C2 true RU2281386C2 (en) | 2006-08-10 |
Family
ID=36458649
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2004131385/03A RU2281386C2 (en) | 2004-10-28 | 2004-10-28 | Method for injection well perforation during multizone reservoir development (variants) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2281386C2 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8726809B2 (en) | 2006-06-27 | 2014-05-20 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for perforating |
| CN106223912A (en) * | 2016-08-18 | 2016-12-14 | 克拉玛依新科澳石油天然气技术股份有限公司 | The augmented injection method of LOW PERMEABILITY RESERVOIR water injection well |
| RU2792486C1 (en) * | 2023-01-24 | 2023-03-22 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Oil field development method |
-
2004
- 2004-10-28 RU RU2004131385/03A patent/RU2281386C2/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| ДИЯШЕВ Р.Н. Совместная разработка нефтяных пластов. - М.: Недра, 1984, с.208. * |
| ФРИДЛЯНДЕР Л.Я. Прострелочно-взрывная аппаратура и ее применение в скважинах. - М.: Недра, 1985, с.119-121. * |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8726809B2 (en) | 2006-06-27 | 2014-05-20 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for perforating |
| CN106223912A (en) * | 2016-08-18 | 2016-12-14 | 克拉玛依新科澳石油天然气技术股份有限公司 | The augmented injection method of LOW PERMEABILITY RESERVOIR water injection well |
| CN106223912B (en) * | 2016-08-18 | 2019-04-02 | 克拉玛依新科澳石油天然气技术股份有限公司 | The augmented injection method of LOW PERMEABILITY RESERVOIR water injection well |
| RU2792486C1 (en) * | 2023-01-24 | 2023-03-22 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Oil field development method |
| RU2804051C1 (en) * | 2023-02-10 | 2023-09-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing oil-water zone of oil field |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2004131385A (en) | 2006-04-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2855417C (en) | Improved hydrocarbon recovery process exploiting multiple induced fractures | |
| US10815761B2 (en) | Process for producing hydrocarbons from a subterranean hydrocarbon-bearing reservoir | |
| RU2526937C1 (en) | Method of low-permeable oil deposit development | |
| RU2382183C1 (en) | Multi zone oil reservoir at late stage with unstable cover formation and non-homogeneous collector development method | |
| CN104895541B (en) | The method of oil reservoir interval interlayer is broken through in dual horizontal well SAGD exploitations | |
| Guo et al. | The maximum permissible fracturing pressure in shale gas wells for wellbore cement sheath integrity | |
| US10017995B2 (en) | Penetrating a subterranean formation | |
| RU2474678C1 (en) | Development method of oil deposit with horizontal wells | |
| RU2743478C1 (en) | Difficult turonian gas production method | |
| RU2439298C1 (en) | Method of development of massive oil field with laminar irregularities | |
| US7069989B2 (en) | Method of increasing productivity and recovery of wells in oil and gas fields | |
| Rodrigues et al. | Horizontal well completion and stimulation techniques—A review with emphasis on low-permeability carbonates | |
| RU2281386C2 (en) | Method for injection well perforation during multizone reservoir development (variants) | |
| RU2465434C1 (en) | Method of recovery of flooded gas well with collapsed production tubing in productive interval | |
| RU2510456C2 (en) | Formation method of vertically directed fracture at hydraulic fracturing of productive formation | |
| CN105257288A (en) | Method for determining tight reservoir original reservoir pressure based on injection pressure decline well testing technology | |
| RU2170340C1 (en) | Process of exploitation of oil field | |
| RU2288354C2 (en) | Method for complex processing of oil deposit with gas cap | |
| RU2092673C1 (en) | Method for repair of production casing string in well | |
| RU2242594C1 (en) | Method for extraction of sedimentologically screened oil-saturated lens by one well | |
| RU2236567C1 (en) | Method for extracting non-homogenous multibed oil deposit | |
| RU2812976C1 (en) | Method for developing oil deposits | |
| RU2549942C1 (en) | Method of development by multiple hydraulic fracturing of oil deposit with low permeability | |
| CN112112617B (en) | Method for developing thick-layer sand conglomerate oil reservoir by ectopic energy storage fracturing | |
| RU2188311C1 (en) | Method of oil pool development |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20061029 |